張?jiān)谛?黃啟玉 張 汛 單錦旭 朱祥瑞 張 雨

(1. 中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 廣東深圳 518054; 2. 中國(guó)石油大學(xué)(北京)城市油氣輸配北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 102249)

流花16-2油田海底原油管道在不保溫輸送輕質(zhì)原油的過(guò)程中，在海水與管道壁面的大溫差強(qiáng)制對(duì)流換熱及輕質(zhì)原油的高析蠟點(diǎn)的作用下，海底原油管道的結(jié)蠟問(wèn)題較為嚴(yán)重。海底管道蠟沉積一直是原油管道流動(dòng)保障迫切關(guān)心的問(wèn)題[1-2]，一般而言，C17—C55的正構(gòu)烷烴被認(rèn)為是石蠟[3]。蠟在原油中的溶解度是溫度的函數(shù)，當(dāng)油溫低于析蠟點(diǎn)時(shí)，蠟分子就會(huì)從原油中析出[4]。當(dāng)累積析蠟量質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到1%～2%時(shí)，蠟晶便可在原油中形成膠凝結(jié)構(gòu)，將原油束縛其中[5-6]。海底管道環(huán)境溫度常低于輸送原油的析蠟點(diǎn)，因而在原油的輸送過(guò)程中，由于管壁處蠟分子溶解度的降低，在蠟分子徑向濃度梯度的作用下，蠟沉積物則容易在管壁處形成[7]。

蠟沉積機(jī)理主要包括分子擴(kuò)散、剪切彌散、布朗擴(kuò)散及重力沉降，其中分子擴(kuò)散機(jī)理被大多數(shù)學(xué)者所接受[8-9]。影響蠟沉積物沉積速率的影響因素較多[10-14]，包括油流溫度、環(huán)境溫度、油流與管壁溫度差、流速、原油組成以及沉積時(shí)間。一些學(xué)者以局部管道為對(duì)象開展研究，認(rèn)為隨著沉積時(shí)間的增長(zhǎng)，管壁結(jié)蠟層厚度的增加會(huì)減小原油的對(duì)外散熱能力，導(dǎo)致蠟沉積速率減小，蠟沉積厚度緩慢增大[14-16]。然而對(duì)于管道全線，尤其是大溫差海底管道全線，局部管段蠟沉積速率的減小無(wú)法代表管道全線的結(jié)蠟情況。因此，本文利用室內(nèi)環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置對(duì)流花16-2油田原油進(jìn)行蠟沉積規(guī)律的探討，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立流花16-2油田海底管道蠟沉積預(yù)測(cè)模型，模擬研究沉積時(shí)間對(duì)管道沿線蠟沉積速率、蠟沉積厚度以及單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量的影響，并開展理論分析，為今后海底管道清管提供一定的理論指導(dǎo)。

1 蠟沉積模型的建立

1.1 室內(nèi)環(huán)道實(shí)驗(yàn)

1.1.1流花16-2油田原油基礎(chǔ)物性

流花16-2油田海底管道輸送原油的基礎(chǔ)物性參數(shù)情況：20 ℃時(shí)原油密度810.0 kg/m3，凝點(diǎn)0 ℃，析蠟點(diǎn)28.7 ℃，含蠟量5.84%，其溶解度系數(shù)曲線和黏溫曲線如圖1所示。

圖1 流花16-2油田管輸原油溶解度系數(shù)曲線以及黏溫曲線

1.1.2環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置

利用室內(nèi)小型環(huán)道對(duì)流花16-2油田原油蠟沉積規(guī)律開展研究，實(shí)驗(yàn)裝置如圖2所示。該裝置主要由實(shí)驗(yàn)管路系統(tǒng)、恒溫水浴系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和空氣吹掃系統(tǒng)組成。原油經(jīng)螺桿泵后在測(cè)試管道沉積，測(cè)試段管壁溫度有恒溫水浴系統(tǒng)控制，管壁溫度為海水環(huán)境溫度。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，先用空氣吹掃系統(tǒng)清除管內(nèi)剩余原油，再將測(cè)試段拆卸進(jìn)行升溫加熱，使管壁沉積物融化后掉落至燒杯進(jìn)行稱重。

圖2 流花16-2油田管輸原油蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

1.2 蠟沉積模型

海底管道蠟沉積模型的通用模型為[17]

(1)

在不同溫度、流速、油壁溫差以及沉積時(shí)間的條件下，流花16-2油田原油蠟沉積速率實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1 流花16-2油田原油蠟沉積速率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

將流花16-2油田原油蠟沉積速率的實(shí)驗(yàn)參數(shù)代入式(1)并對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行擬合，建立流花16-2油田海底管道蠟沉積速率模型為

(2)

2 管道沿線蠟沉積預(yù)測(cè)

流花16-2油田海底管道共計(jì)23.1 km，管道外徑φ254 mm，壁厚9.55 mm，保溫海底管道沿線環(huán)境最低溫度7.9 ℃，0～5.8 km段的設(shè)計(jì)總傳熱系數(shù)69 W/(m2·℃)，5.8～23.1 km段的設(shè)計(jì)總傳熱系數(shù)104 W/(m2·℃)，設(shè)計(jì)輸量5 406 m3/d，啟輸溫度112 ℃。

2.1 運(yùn)行參數(shù)

根據(jù)流花16-2油田海底管道基礎(chǔ)參數(shù)和原油基礎(chǔ)物性參數(shù)計(jì)算管道運(yùn)行參數(shù)的變化，從而預(yù)測(cè)管道沿線蠟沉積速率及蠟層厚度的變化。

1) 管壁處徑向溫度梯度。

根據(jù)熱平衡關(guān)系，不同管段的徑向溫度梯度可表示為[18]

(3)

其中

(4)

2) 管道沿線原油黏度變化及管壁剪切率。

由于輸送油品含蠟量低可近似為牛頓流體，油品黏度隨溫度變化不明顯，因此可用Arrhenius方程表示[19]：

μ=AeEa/(RT)

(5)

式(5)中：Ea為黏性流動(dòng)活化能，J/mol；A為指前因子或頻率因子，Pa·s；R為氣體常數(shù)，取8.314 J/(mol·K)；T為絕對(duì)溫度，K。

牛頓流體紊流狀態(tài)下的管壁剪切率為[18]

(6)

3) 管道沿線總傳熱系數(shù)變化。

在管壁蠟沉積的影響下，蠟沉積后管道沿線的總傳熱系數(shù)可表示為[20]

(7)

式(7)中：Kw為蠟沉積后管道沿線總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；λw為結(jié)蠟層的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m2·℃)；δ為結(jié)蠟層厚度，m。

4) 單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量變化。

管道全線結(jié)蠟日增加量可表示為

(8)

式(8)中：Wall為單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量，m3；δi,j為沉積j天后管道第i段結(jié)蠟層厚度，m；li,j為沉積j天后管道第i段管段長(zhǎng)度，m;Δt為時(shí)間，d;N為管道全線劃分的總段數(shù)。

2.2 預(yù)測(cè)結(jié)果與分析

2.2.1預(yù)測(cè)結(jié)果

流花16-2油田海底管道在設(shè)計(jì)時(shí)按2個(gè)分段管線取不同的總傳熱系數(shù)，然而實(shí)際上該系數(shù)是連續(xù)變化的。因此，本文在預(yù)測(cè)該油田管道沿線蠟沉積分布(圖3)時(shí)，選取3個(gè)管道初始總傳熱系數(shù)K1、K2、K3，值分別為69、90和104 W/(m2·℃)，以使結(jié)果更接近實(shí)際情況。

圖3 流花16-2油田海底管道不同沉積時(shí)間內(nèi)管道沿線的結(jié)蠟情況分布

由圖3可知，隨著沉積時(shí)間的增長(zhǎng)，流花16-2油田海底管道在3種總傳熱系數(shù)條件下管道沿線蠟沉積速率、結(jié)蠟厚度均呈現(xiàn)相似的變化規(guī)律：①蠟沉積速率和沉積厚度均呈現(xiàn)出先增加到峰值，后逐漸降低的趨勢(shì)；②蠟沉積速率的峰值位置隨沉積時(shí)間增長(zhǎng)逐漸向管道末端移動(dòng)，峰值大小逐漸降低；③蠟沉積厚度的峰值位置隨沉積時(shí)間增長(zhǎng)逐漸向管道末端移動(dòng)；④隨著沉積時(shí)間的增長(zhǎng)，峰值位置前的管段蠟沉積速率變低，峰值位置后管段蠟沉積速率卻逐漸升高；⑤管道全線最大蠟層厚度逐漸增大，峰值位置前管段的蠟層厚度增加幅度要小于后管段。

然而，管道蠟沉積速率峰值大小的降低并不能代表管段全線蠟沉積速率的降低。因此本文提出了單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量的概念，用于表述管道全線蠟沉積速率的大小。如圖4所示，單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量隨著沉積時(shí)間的增長(zhǎng)而逐漸增大。這一現(xiàn)象表明，管壁的結(jié)蠟保溫作用并不能有效減緩管道蠟沉積問(wèn)題，相反，管道全線每天的結(jié)蠟增加量逐漸增多。為了保障管道正常運(yùn)行，通常以2 mm的蠟沉積厚度作為清管周期的確定方法[16]。由圖3可知，流花16-2油田海底管道在運(yùn)行3～5 d后管道全線的最大蠟沉積厚度都接近2 mm，因此推薦將管道全線最大蠟層厚度2 mm或管道全線總結(jié)蠟量10 m3的沉積時(shí)間作為清管周期(3～5 d)，以保障管道的安全運(yùn)行。

圖4 流花16-2油田海底管道單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量隨沉積時(shí)間變化

2.2.2預(yù)測(cè)結(jié)果分析

由式(3)、(4)和(7)可知，在蠟沉積的過(guò)程中，沉積在管壁的蠟層會(huì)減小管段的總傳熱系數(shù)，提高管段油溫，降低單位管長(zhǎng)溫降，從而使該管段蠟沉積速率減小。管道環(huán)境溫度、輸送油品溫度及兩者的溫差均影響著管道的蠟沉積。在流花16-2油田海底管道深水不保溫、強(qiáng)制對(duì)流換熱的條件下，進(jìn)入管道的油流在很短的距離即可達(dá)到環(huán)境溫度，而這段距離即為管壁結(jié)蠟的主要區(qū)域。根據(jù)圖5可知，蠟沉積后管道沿線總傳熱系數(shù)Kw的最小值位于管道沿線最大蠟層厚度處，當(dāng)最大蠟層處管段總傳熱系數(shù)減小，后管段的油壁溫差就會(huì)增大，因此蠟沉積速率峰值位置逐漸向管道末端移動(dòng)。隨著沉積時(shí)間的增加，管道沿線蠟層厚度逐漸增大，導(dǎo)致蠟沉積后管道沿線總傳熱系數(shù)隨沉積時(shí)間逐漸下降，從而導(dǎo)致蠟沉積速率峰值大小逐漸降低。

圖5 流花16-2油田海底管道沿線總傳熱系數(shù)和溫降變化

根據(jù)單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量的定義，式(8)還可以表示為

(9)

根據(jù)式(9)，單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量與管道蠟沉積速率及里程圍成的面積成正比。如圖6所示，在1 d和30 d的沉積時(shí)間內(nèi)，管道沿線蠟沉積速率與里程圍成的面積可大致分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3個(gè)區(qū)域，Ⅲ區(qū)的面積(SⅢ)大于Ⅰ區(qū)的面積(SⅠ)表明30 d沉積時(shí)間的單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量大于1 d沉積時(shí)間的。在海底管道不保溫輸送過(guò)程中，管壁結(jié)蠟保溫作用使得管道沿線總傳熱系數(shù)減小，進(jìn)而導(dǎo)致管道沿線蠟沉積速率峰值的后移，使得管道主要結(jié)蠟區(qū)域變寬，蠟沉積速率與距離圍成的面積變大，即單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量隨著沉積時(shí)間逐漸變大。同樣，隨著管道總傳熱系數(shù)的增大，一方面海水與管道壁面強(qiáng)制對(duì)流換熱加劇，導(dǎo)致管道結(jié)蠟位置向管道前端移動(dòng)，管道沿程最大結(jié)蠟速率峰值增大；另一方面使管道沿線溫度梯度增大，導(dǎo)致油流溫度快速接近環(huán)境溫度，即主要結(jié)蠟區(qū)域變窄。因此，管道總傳熱系數(shù)越大，單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量越小。

圖6 流花16-2油田沉積時(shí)間1 d和30 d的管道沿線蠟沉積速率分布

3 結(jié)論與建議

1) 流花16-2油田海底管道結(jié)蠟速率較快，在3～5 d的運(yùn)行時(shí)間內(nèi)，管道沿線最大蠟層厚度即可達(dá)到2 mm左右。隨著沉積時(shí)間的延長(zhǎng)，管壁結(jié)蠟層的保溫作用使管道沿線總傳熱系數(shù)減小，管道蠟沉積速率峰值降低，且位置向管道末端方向移動(dòng)。

2) 在深海不保溫、海水與管道間強(qiáng)制對(duì)流換熱的條件下，管壁的結(jié)蠟保溫作用使管道沿線最大蠟層厚度位置處的總傳熱系數(shù)迅速降低，導(dǎo)致后管段油壁溫差的升高，隨著沉積時(shí)間的增長(zhǎng)，蠟沉積區(qū)域逐漸向后管段遷移，擴(kuò)大管道全線蠟沉積區(qū)域，增加單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量。

3) 鑒于流花16-2油田海底管道結(jié)蠟速率快、單位時(shí)間管道全線總結(jié)蠟量隨運(yùn)行時(shí)間的增加而逐漸升高的特性，推薦以管道沿線最高蠟層厚度2 mm或管道全線總結(jié)蠟量10 m3的沉積時(shí)間，即3～5 d作為清管周期，以保障海底管道的輸送安全。